СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ СВОБОДНОГО ГАЗА В ЖИДКИХ СРЕДАХ, ПРЕИМУЩЕСТВЕННО В НЕФТИ Российский патент 2009 года по МПК G01N29/02 

Изобретение относится к измерительной технике, предназначено для измерения содержания свободного газа в жидких средах, преимущественно в нефти, и может быть использовано в системах автоматизации процессов добычи, переработки и транспорта нефти.

Известны различные приборы для измерения содержания свободного газа в нефти, например радиоизотопный поточный прибор, разработанный ЦНИИ РТК (г.Санкт - Петербург), на результаты измерения которого сильное влияние оказывают изменения расхода и изменения химического строения и состава контролируемой нефти. Известен также ультразвуковой индикатор содержания свободного газа в нефти ИФС, разработанный институтом "Гипровостокнефть" (г.Самара), принцип действия которого основан на использовании затухания ультразвуковых колебаний при появлении в нефти свободного газа (см. техническое описание и инструкцию по эсплуатации индикатора содержания свободного газа в нефти ИФС, 2003 г.). Недостатком данного прибора является влияние изменений расхода и физико-химических свойств контролируемой среды на точность измерения.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому техническому решению является способ измерения расхода жидких сред, примененный, например, в ультразвуковом расходомере «Аустрон» (см. техническое описание и инструкцию по эксплуатации ультразвукового расходомера «Акустрон», мод. УЗР-В, Самара, 1998 г.), в котором измеряют время прохождения ультразвуковых колебаний по направлению скорости потока и против направления скорости потока и по разности времен прохождения ультразвуковых колебаний определяют расход контролируемой жидкости.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение точности измерения. Технический результат достигается тем, что в известном способе после измерения времени прохождения ультразвуковых колебаний по направлению скорости потока t₁ и против направления скорости потока t₂

в отличие от прототипа, результаты измерения времен прохождения ультразвуковых колебаний суммируют

где Δt - сумма времен прохождения ультразвуковых колебаний по направлению скорости потока t₁ и против направления скорости потока t₂; L - расстояние между пьезопреобразователями; с - скорость прохождения ультразвуковых колебаний в данной среде (жидкости); v - скорость потока; β - сжимаемость жидкости; ρ - плотность жидкости,

и определяют содержание свободного газа в нефти по зависимости между суммой времен прохождения ультразвуковых колебаний и скоростью прохождения ультразвуковых колебаний, функционально [с=(1/β×ρ)^1/2] связанной со сжимаемостью нефти - параметром,определяющим содержание свободного газа в нефти при известной плотности.

Повышение точности измерения достигается вследствие того, что исключается влияние изменений скорости потока и уменьшения влияния состава и химического строения нефти, так как измеряемое содержание свободного газа определяется существенным влиянием сжимаемости и незначительным влиянием состава и физико-химических свойств нефти на результаты измерения.

Пример. На чертеже приведена схема устройства для реализации предлагаемого способа измерения. На схеме изображены датчик, выполненный в виде оппозитно расположенных по отношению друг к другу ультразвуковых пьезопреобразователей 1, 2 и под углом относительно оси трубопровода 3. Ультразвуковые пьезореобразователи 1, 2 соединены при помощи высокочастотных кабелей соответственно с формирователями импульсов 4, 5 и усилителем - приемником 6. Формирователи импульсов 4, 5 и усилитель - приемник 6 через блок управления подачей импульсов 7 соединены соответственно с генераторами ультразвуковых колебаний 8, 9, которые, в свою очередь, соединены через масштабные усилители 10, 11 с соответствующими цифроаналоговыми преобразователями 12, 13. Электрические сигналы с цифроаналоговых преобразователей 12, 13 поступают в блок суммирования 14 и далее в электронный вычислительный блок 15. В электронный вычислительный блок 15 поступает также сигнал от измерителя плотности 16. В электронном вычислительном блоке 15 вычисляется сжимаемость, связанная функциональной зависимостью с содержанием свободного газа в нефти

Проверку работоспособности способа и оценку его фактических метрологических характеристик производили на стенде, включающем насос, емкость, трубные коммуникации, приспособление для ввода расчетных дозированных объемов газа. Контроль содержания свободного газа в нефти, циркулирующей в гидравлической системе стенда, осуществляли с помощью прибора УОСГ - 100М.

Для оценки погрешности измерений производили по 7 измерений в точках 0.05, 0.1, 0.2 и 1.0 % газа в нефти при температуре нефти 20°С. Предел основной погрешности измерения не превышал 1.0%, что существенно меньше предела основной погрешности, выбранного в качестве базового радиоизотопного поточного прибор. Реализация способа позволит повысить точность измерения содержания свободного газа в нефти в системах автоматизации процессов добычи, переработки и транспорта нефти.

Предлагаемый способ может найти применение в разных отраслях промышленности.

Изобретение может быть использовано в системах автоматизации процессов добычи, переработки и транспорта нефти. Техническим результатом изобретения является повышение точности измерения. Способ включает измерение времени прохождения ультразвуковых колебаний по направлению скорости потока и против направления скорости потока. Отличительной особенностью способа является суммирование времен прохождения ультразвуковых колебаний по направлению скорости потока и против направления скорости потока и определение содержания свободного газа в нефти по зависимости между суммой времен прохождения ультразвуковых колебаний и скоростью прохождения ультразвуковых колебаний, функционально связанной со сжимаемостью нефти - параметром, определяющим содержание свободного газа в нефти при известной плотности. 1 ил.

Способ измерения содержания свободного газа в жидких средах, преимущественно в нефти, включающий измерение времени прохождения ультразвуковых колебаний по направлению скорости потока и против направления скорости потока, отличающийся тем, что результаты измерения времен прохождения ультразвуковых колебаний суммируют и определяют содержание свободного газа в нефти по зависимости между суммой времен прохождения ультразвуковых колебаний и скоростью прохождения ультразвуковых колебаний с функционально связанной со сжимаемостью нефти β-параметром, определяющим содержание свободного газа в нефти при известной плотности ρ.